Комплексная интерпретация данных каротажа для решения задач нефтегазопромысловой геологии
Выделение коллекторов. Методика выделения коллекторских по-род вырабатывается на основе сопоставления данных каротажа с дан-ными лабораторного анализа керна горных пород и диаграммами ранее пробуренных скважин, в которых местоположение коллекторов извест-но. Прямым признаком коллекторской породы в скважине является проникновение в нее глинистого раствора, что фиксируется замерами удельного электрического сопротивления, выполненными методом бо-кового каротажного зондирования в разное время или бокового и ин-дукционного каротажа. Песчаные и алевритовые коллекторы наиболее надежно выделяются по совокупности диаграмм ПС, ГК и каверно-граммы. Против чистых коллекторов наблюдается наибольшее откло-нение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма - активность по кривой ГК и сужение диаметра скважины по кавернограмме. Песчаные
193
коллекторы, содержащие заметное количество глинистого материала, выделяются в отдельную группу - глинистые коллекторы. Амплитуда отклонения кривой ПС в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых песчаников. В ряде случаев глинистый коллектор представлен тонким переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых прослоев.
известняках чаще присутствуют коллекторы порово-каверно-трещинного или трещинно-каверно-порового типов. Карбонатные кол-лекторы гранулярного типа (высокопористые) обладают геофизически-ми свойствами, близкими к таковым для песчаных коллекторов. Ем-кость трещин невелика (часто меньше 1%), но проницаемость их высо-кая. В процессе бурения трещинные коллекторы разрушаются, поэтому цельные образцы от них не остаются. Пористость карбонатного коллек-тора определяется методами нейтронного и акустического каротажа. Пласты глин и глинистых известняков внутри карбонатных толщ диа-гностируются по кривым ПС, ГК, НГК и кавернограммы. Разделение коллекторов на низкопористые (Кп<0,05) и высокопористые Кп³0,08 производится по диаграмме НГК. Низкопористые карбонатные коллек-торы практически непроницаемые (табл.30). Пласты малой мощности выявляются по микробоковому каротажу. Трещинные и трещинно-каверновые коллекторы устанавливаются по диаграмме акустического каротажа по поглощению волн.
Для изучения процесса формирования и расформирования зоны проникновения бурового раствора в коллекторский пласт производятся по-вторные замеры. Фильтрат бурового раствора, проникая в пласты, изменя-ет их удельное сопротивление в прилегающих к скважине частях. В усло-виях rФ >rВ увеличение удельного сопротивления с течением времени по мере проникновения раствора свидетельствует о водонасыщенности кол-лектора, уменьшение - о нефтеносности, неизменность - о плотных непро-ницаемых породах.
с породам с трещинной проницаемостью относятся пласты, которые по повторным замерам удельного сопротивления характеризуются как проницаемые, но против них по данным микрозондов и кавернограммы нет глинистой корки. О трещиноватости коллекторов с высокой пористо-стью по данным каротажа судить трудно.
практике нефтегазопоисковых и промысловых работ интерпрета-ция каротажных диаграмм производится на количественной основе с при-менением ЭВМ, с использованием установленных корреляционных связей между параметрами керна и каротажных измерений. Широко применяются для этих целей рассчетно-теоретические кривые взаимозависимостей раз-личных параметров коллектора, специально изготовленные в виде палеток.
194
Используются также и графики зависимостей, полученные эксперимен-тальными методами.
Таблица 30
Основные геофизические признаки карбонатных коллекторов
(по С.С. Итенбергу, 1978)
| Виды | Группы коллекторов | ||||
| каротажа | |||||
| Высокопористые | Низкопористые, | Трещинно-каверново- | |||
| КП ³8% | КП £ 5% | поровые | |||
|
| |||||
| КС | от 1 до десятков | от десятков до тыся- | от 1 до десятков | ||
| ом/м | чи ом/м | ом/м | |||
| четкая отрица-тельная | нехарактерная отри- | отрицательная аномалия | |||
| ПС | аномалия | цательная аномалия | |||
| Каверно- | уменьшение | номинальный | уменьшение | ||
| метрия - | диаметра скважины | или увеличенный | диаметра скважины, реже - | ||
| КВ | из-за образования | диаметр | увеличение | ||
| глинистой корки | |||||
| НГК | низкие значения Inv, | высокие значения | средние и низкие значения | ||
| (ННК) | Inт | Inv, Inт | Inv, Inт | ||
|
| |||||
| ГГК - П | повышенные значе- | низкие значения Ivv | средние и высокие значе- | ||
| ния Ivv | ния Ivv | ||||
| АК | повышенные значе- | уменьшение ампли- | увеличение | значений DТ | |
| ния DТ | туды - А, увеличение | на участках с повышенной | |||
| коэф. поглощения - | пористостью, | возрастание | |||
| αАК | αАК и снижение А на тре- | ||||
| щиноватых участках | |||||
Большая роль отводится определению количества и состава глини-стого материала в породе. Глины обладают высокой влагоемкостью, высо-кими адсорбционными свойствами, способностью катионного обмена на контакте с водой. Наличие глинистого материала в коллекторе приводит к снижению пористости, проницаемости и коэффициента нефтеотдачи. Су-ществует прямая зависимость между электрическими, радиоактивными, акустическими свойствами горной породы и степенью ее глинистости. Эта зависимость используется для решения обратной задачи: по диаграммам ГК и ПС оценивается глинистость породы и коллекторского пласта, пори-стость и проницаемость глинистого песчаного коллектора.
Для чистых гранулярных пород пористость определяется методом решения системы уравнений по показаниям нейтронного, гамма - плот-ностного и акустического каротажа. Выделение нефтегазо-насыщенных пластов производится по кривым АК, НГК, КС (табл. 31).
195
Таблица 31